Проектирования Якутской ГЭС на реке Оленёк. Построение модели генерирующего оборудования на основе полупроводниковых вставок постоянного тока.
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ЯКУТСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Г идрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемой гидроузла 13
2 Водно - энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Выбор расчетного средневодного и маловодного года 14
2.2 Определение установленной мощности среднемноголетней выработки на
основе водноэнергетических расчетов 16
2.2.1 Расчет режимов работы, проектируемой ГЭС с учетом требований
ВХК 16
2.2.2 Расчет сработки-наполнения водохранилища в маловодный год .. 18
2.2.3 Определение рабочих мощностей проектируемой ГЭС в течение
года 18
2.2.4 Расчет резервов и определение установленной мощности,
проектируемого гидроузла, расчет баланса мощности 19
2.2.5 Расчет сработки-наполнения водохранилища по условию
средневодного года для определения среднемноголетней выработки 20
2.3 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 23
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 26
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса 26
3.2.2 Расчет спиральной камеры 28
3.3 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.4 Выбор гидрогенератора 31
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины 32
3.5.1 Расчет вала на прочность 32
3.5.2. Расчет подшипника 32
3.6. Выбор электрогидравлического регулятора 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
4.2 Выбор электрической схемы соединения на генераторном
напряжении 35
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов 35
4.2.2 Выбор трансформатора собственных нужд 38
4.2.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 38
4.2.4 Выбор схемы электрических соединений ГЭС генераторного
напряжения на основании технико-экономических расчетов 39
4.3 Выбор схемы РУ ВН 40
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTRWIN» 41
4.5 Выбор электрических аппаратов 43
4.5.1 Выбор и расчет токоведущих частей и проводников 43
4.5.2 Выбор оборудования на генераторное напряжение 44
4.5.3 Выбор ячейки КРУЭ на 220 кВ 46
4.5.4 Выбор оборудования на 220 кВ 46
4.5.5 Выбор вспомогательного оборудования 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Перечень защит основного оборудования 48
5.1.1 Расчет номинальных токов 49
5.2 Описание защит и расчет их уставок 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un
(Uo)) 53
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 55
5.2.4. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 56
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок(П) 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 61
5.2.7. Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.3. Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Состав и компоновка гидроузла 66
6.2 Определение класса сооружения 66
6.3 Определение отметки гребня плотины 66
6.4 Гидравлические расчеты 68
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.4.2 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 70
6.4.3 Расчет сопряжения потока в НБ 70
6.4.4 Расчет водобойной стенки 71
6.4.5 Расчет сопряжения потока после водобойной стенки и колодца ... 71
6.4.6 Расчет толщины и длины водобоя после плотины и после
водобойной стенки 72
6.4.7 Определение ширины подошвы водосливного профиля 73
6.4.8 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.4.9 Быки 76
6.4.10 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 76
6.4.11 Г ал ерей в теле плотины 76
6.4.12 Цементационная завеса 77
6.4.13 Дренажные устройства в основании 77
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.5.1 Вес сооружения 78
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 79
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 79
6.5.4 Давление грунта 79
6.5.5 Волновое давление 80
6.5.6 Сила фильтрационного давления 81
6.5.7 Расчёт прочности плотины 82
6.5.8 Критерии прочности плотины 84
6.5.9 Обоснование устойчивости плотины 85
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 87
7.1. Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Охрана труда 87
7.3 Пожарная безопасность 89
8 Охрана окружающей природы 93
8.1 Общие сведения о районе строительства 93
8.2. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
8.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
8.4. Отходы, образующиеся при строительстве 98
8.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 99
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
9.1.3 Налоговые расходы 103
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ..104
9.2.1 Анализ денежных потоков 105
9.3 Оценка инвестиционного проекта 106
9.3.1 Методология, исходные данные 106
9.3.2 Коммерческая эффективность 107
9.3.3 Бюджетная эффективность 107
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Построение модели генерирующего оборудования на основе
полупроводниковых вставок постоянного тока ПО
10.1 Область применения полупроводниковых вставок постоянного тока.. 110
10.2 Двухуровневый преобразователь 112
10.3 Трёхуровневый преобразователь 113
10.4 Трёхуровневый преобразователь с обратным ходом 115
10.5 Трёхуровневый преобразователь RB-IGBT 115
10.6 Каскадный Н-мостовой преобразователь 116
10.7 Преобразователь с плавающими конденсаторами 117
10.8 Построение модели с полупроводниковыми вставками постоянного
тока 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетический расчет 129-130
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 131-135
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 136-137
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Г идрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемой гидроузла 13
2 Водно - энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Выбор расчетного средневодного и маловодного года 14
2.2 Определение установленной мощности среднемноголетней выработки на
основе водноэнергетических расчетов 16
2.2.1 Расчет режимов работы, проектируемой ГЭС с учетом требований
ВХК 16
2.2.2 Расчет сработки-наполнения водохранилища в маловодный год .. 18
2.2.3 Определение рабочих мощностей проектируемой ГЭС в течение
года 18
2.2.4 Расчет резервов и определение установленной мощности,
проектируемого гидроузла, расчет баланса мощности 19
2.2.5 Расчет сработки-наполнения водохранилища по условию
средневодного года для определения среднемноголетней выработки 20
2.3 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 23
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 26
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса 26
3.2.2 Расчет спиральной камеры 28
3.3 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.4 Выбор гидрогенератора 31
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины 32
3.5.1 Расчет вала на прочность 32
3.5.2. Расчет подшипника 32
3.6. Выбор электрогидравлического регулятора 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
4.2 Выбор электрической схемы соединения на генераторном
напряжении 35
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов 35
4.2.2 Выбор трансформатора собственных нужд 38
4.2.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 38
4.2.4 Выбор схемы электрических соединений ГЭС генераторного
напряжения на основании технико-экономических расчетов 39
4.3 Выбор схемы РУ ВН 40
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTRWIN» 41
4.5 Выбор электрических аппаратов 43
4.5.1 Выбор и расчет токоведущих частей и проводников 43
4.5.2 Выбор оборудования на генераторное напряжение 44
4.5.3 Выбор ячейки КРУЭ на 220 кВ 46
4.5.4 Выбор оборудования на 220 кВ 46
4.5.5 Выбор вспомогательного оборудования 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Перечень защит основного оборудования 48
5.1.1 Расчет номинальных токов 49
5.2 Описание защит и расчет их уставок 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un
(Uo)) 53
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 55
5.2.4. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 56
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок(П) 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 61
5.2.7. Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.3. Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Состав и компоновка гидроузла 66
6.2 Определение класса сооружения 66
6.3 Определение отметки гребня плотины 66
6.4 Гидравлические расчеты 68
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.4.2 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 70
6.4.3 Расчет сопряжения потока в НБ 70
6.4.4 Расчет водобойной стенки 71
6.4.5 Расчет сопряжения потока после водобойной стенки и колодца ... 71
6.4.6 Расчет толщины и длины водобоя после плотины и после
водобойной стенки 72
6.4.7 Определение ширины подошвы водосливного профиля 73
6.4.8 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.4.9 Быки 76
6.4.10 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 76
6.4.11 Г ал ерей в теле плотины 76
6.4.12 Цементационная завеса 77
6.4.13 Дренажные устройства в основании 77
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.5.1 Вес сооружения 78
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 79
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 79
6.5.4 Давление грунта 79
6.5.5 Волновое давление 80
6.5.6 Сила фильтрационного давления 81
6.5.7 Расчёт прочности плотины 82
6.5.8 Критерии прочности плотины 84
6.5.9 Обоснование устойчивости плотины 85
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 87
7.1. Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Охрана труда 87
7.3 Пожарная безопасность 89
8 Охрана окружающей природы 93
8.1 Общие сведения о районе строительства 93
8.2. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
8.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
8.4. Отходы, образующиеся при строительстве 98
8.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 99
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
9.1.3 Налоговые расходы 103
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ..104
9.2.1 Анализ денежных потоков 105
9.3 Оценка инвестиционного проекта 106
9.3.1 Методология, исходные данные 106
9.3.2 Коммерческая эффективность 107
9.3.3 Бюджетная эффективность 107
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Построение модели генерирующего оборудования на основе
полупроводниковых вставок постоянного тока ПО
10.1 Область применения полупроводниковых вставок постоянного тока.. 110
10.2 Двухуровневый преобразователь 112
10.3 Трёхуровневый преобразователь 113
10.4 Трёхуровневый преобразователь с обратным ходом 115
10.5 Трёхуровневый преобразователь RB-IGBT 115
10.6 Каскадный Н-мостовой преобразователь 116
10.7 Преобразователь с плавающими конденсаторами 117
10.8 Построение модели с полупроводниковыми вставками постоянного
тока 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетический расчет 129-130
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 131-135
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 136-137
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США. Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВт-ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в европейской части, на 20% в Сибири и всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технике- экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технике- экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Якутского гидроузла на реке Оленёк, являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% равных 6491 м3/с и 7707 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 450 МВт и среднемноголетняя выработка 2,3 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры.
• максимальный: 49,00 м;
• расчетный: 42,80 м;
• минимальный 27,00 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1215,84 м3.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-50-В и ПЛД-50-В60. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛД50-В60-670.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1460/185-52УХЛ4 с номинальной активной мощностью 150 МВт.
Далее выла выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 подходящих блока на генераторном напряжении, 4 отходящих ВЛ) КРУЭ 220 кВ- ''две рабочие шины''. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 200000/220, трансформаторы собственных нужд ТЗС-2500/6, резервный трансформатор собственных нужд ТМН-2500/35, для ВЛЭП-сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Так же были рассчитаны значения уставок срабатывания для релейных защит.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входит:
• водосбросная бетонная плотина с донными водопропускными отверстиями - 96,0 м;
• левобережная глухая бетонная плотина - 137,9 м;
• станционная часть плотины - 140,5;
• правобережная глухая бетонная плотина 144,0 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• отметка подошвы водосливной плотины - 4.26 м;
• число водосливных отверстий - 8;
• ширина водосливных отверстий - 6 м;
• отметка гребня - 61,44 м;
• ширина гребня - 21,11 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,33 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом плотина Якутского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
• срок окупаемости - 9,2 лет;
• себестоимость - 21 коп/кВт-ч;
• удельные капиталовложения - 49990,1 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Якутской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% равных 6491 м3/с и 7707 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 450 МВт и среднемноголетняя выработка 2,3 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры.
• максимальный: 49,00 м;
• расчетный: 42,80 м;
• минимальный 27,00 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1215,84 м3.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-50-В и ПЛД-50-В60. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛД50-В60-670.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1460/185-52УХЛ4 с номинальной активной мощностью 150 МВт.
Далее выла выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 подходящих блока на генераторном напряжении, 4 отходящих ВЛ) КРУЭ 220 кВ- ''две рабочие шины''. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 200000/220, трансформаторы собственных нужд ТЗС-2500/6, резервный трансформатор собственных нужд ТМН-2500/35, для ВЛЭП-сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Так же были рассчитаны значения уставок срабатывания для релейных защит.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входит:
• водосбросная бетонная плотина с донными водопропускными отверстиями - 96,0 м;
• левобережная глухая бетонная плотина - 137,9 м;
• станционная часть плотины - 140,5;
• правобережная глухая бетонная плотина 144,0 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• отметка подошвы водосливной плотины - 4.26 м;
• число водосливных отверстий - 8;
• ширина водосливных отверстий - 6 м;
• отметка гребня - 61,44 м;
• ширина гребня - 21,11 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,33 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом плотина Якутского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
• срок окупаемости - 9,2 лет;
• себестоимость - 21 коп/кВт-ч;
• удельные капиталовложения - 49990,1 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Якутской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
